
- •Содержание
- •1 Нефтегазопромысловая геология как наука, ее цели, задачи, средства изучения
- •Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
- •Методы получения информации
- •1.2.3 Гидродинамические методы
- •1.2.4 Наблюдение за работой добывающих и нагнетательных скважин
- •1.3 Методы анализа и обобщения исходной информации
- •Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии.
- •2 Изучение внешних форм залежей углеводородов
- •2.1 Общие сведения
- •2.2 Изучение структурных поверхностей, ограничивающих залежь
- •2.3 Изучение дизъюнктивных нарушений
- •2.4 Изучение границ залежи, связанных с литологическим или стратиграфическим выклиниванием пласта – коллектора
- •2.5 Определение границ залежи, обусловленных положением внк (гнк)
- •3 Изучение внутреннего строения залежей углеводородов и свойств пород – коллекторов
- •3.1 Понятие о внутреннем строении залежей углеводородов
- •3.2 Емкостные свойства пород – коллекторов
- •3.2.1 Пористость пород – коллекторов
- •Водо – нефте – газонасыщенность пород – коллекторов
- •3.2.3 Проницаемость пород - коллекторов
- •Детальная корреляция разрезов скважин при изучении
- •3.3.1 Задачи корреляции разрезов скважин
- •3.3.2 Методические приемы детальной корелляции
- •3.4 Геологическая неоднородность объектов разработки
- •Геологическая неоднородность объектов разработки.
- •4 Свойства пластовых флюидов
- •4.1 Физико – химические свойства нефти
- •4.1.1 Фракционный состав нефти
- •4.2 Состав и свойства углеводородных газов
- •4.2.1 Физические свойства газов
- •4.3 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •4.3.1 Химический состав пластовых вод
- •4.3.2 Физические свойства пластовых вод
- •Режим растворенного газа;
- •Гравитационный режим.
- •5.2 Режимы нефтяных залежей
- •5.2.1 Водонапорный режим нефтяной залежи
- •5.2.2 Упруговодонапорный режим нефтяной залежи
- •5.2.3 Газонапорный режим
- •5.2.4 Режим растворенного газа
- •5.2.5 Гравитационный режим
- •5.2.6 Смешанный режим
- •5.3 Режимы газовых и газоконденсатных месторождений
- •5.3.1 Газовый режим
- •5.3.2 Газоупруговодонапорный режим
- •5.4 Типы залежей углеводородов
- •5.5 Термобарическая характеристика залежей углеводородов
- •5.6 Продуктивность скважин и залежей
- •5.7 Законы фильтрации жидкости и газа в пласте
- •6.2 Категории запасов и ресурсов углеводородов
- •7 Подсчет геологических запасов нефти
- •7.1 Объемный метод
- •7.2 Методы материального баланса
- •7.3 Статистический метод.
- •8 Методы подсчета извлекаемых запасов нефти
- •8.1 Метод аналогии
- •8.2 Методы многофакторного статистического моделирования
- •8.3 Эмпирический (покоэффициентный) метод
- •8.4 Экстраполяционные методы
- •8.5 Оценка кин при режиме растворенного газа
- •8.6 Гидродинамические методы
- •9 Подсчет запасов газа
- •9.1 Подсчет запасов растворенного в нефти газа
- •9.2 Подсчет запасов свободного газа
- •9.3 Подсчет запасов газового конденсата
- •9.4 Подсчет запасов этана, пропана, бутана, сероводорода и других полезных компонентов
- •Подсчет запасов газового конденсата.
- •10 Методы оценки ресурсов углеводородов
- •10.1 Оценка перспективных ресурсов
- •10.2 Оценка прогнозных ресурсов
- •11 Экономическая оценка поисково-разведочных работ
- •11.1 Оценка продолжительности работ
- •11.2 Расчет стоимости выполненных работ
- •11.3 Геолого-экономическая эффективность и технико-экономические показатели работ
- •12 Охрана недр и окружающей среды месторождений углеводородов
- •12.1 Охрана недр
- •12.2 Охрана окружающей среды
- •13 Обязательный комплекс сведений и документов, используемый при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений углеводородов.
Коэффициент извлечения нефти (КИН), методы его оценки.
Методы подсчета запасов свободного и растворенного в нефти газа.
Подсчет запасов газового конденсата.
Подсчет сопутствующих компонентов в газе.
Оценка перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов.
10 Методы оценки ресурсов углеводородов
Количественная оценка ресурсов углеводородов в зависимости от подготовленности объектов проводится различными методами. По степени подготовленности объектов выделяются перспективные ресурсы категории С3 и ресурсы категорий Дл1, Д1, Д2.
10.1 Оценка перспективных ресурсов
Объектами подсчета перспективных ресурсов углеводородов служат подготовленные к глубокому бурению ловушки, продуктивность которых установлена на соседних месторождениях, расположенных в одной структурно-фациальной зоне.
Подсчет перспективных ресурсов производится объемным методом с использованием метода аналогии для обоснования параметров, которые не установлены. Для определения площади нефтеносности объекта используются структурные построения выполненные в основном, по данным сейсмических исследований или, значительно реже, по материалам структурного бурения.
Площадь нефтеносности (газоносности) может быть определена двумя способами: без учета степени заполнения ловушки и ее учетом.
Необходимость применения коэффициента заполнения ловушки была установлена ГКЗ МПР РФ с целью исключить возможность завышения ресурсов. Учет этого коэффициента при подсчете перспективных ресурсов нефти и газа определяется Инструкцией по применению действующей классификации запасов и ресурсов.
Величина коэффициента заполнения (Кзап) рассчитывается как среднезавышенная с учетом всех объектов данной структурно-фациальной зоны по формуле:
,
где Fзал – площади залежей на разведанных месторождениях в исследуемом продуктивном пласте;
Sк - площади структур в пределах нижней замыкающей изогипсы.
Зная параметры Sк и Кзал можно определить площадь нефтеносности изучаемого объекта.
Величину площади нефтегазоносности объекта можно оценить с помощью определения возможного положения флюидального раздела. Для этого изучаются закономерности его изменения, для чего строятся соответствующая карта с выключением всех соседних месторождений. По полученным данным определяется возможное положение ВНК, ГВК и соответственно площадь нефтегазоносности объекта.
В упрощенном варианте площадь нефтегазоности может быть принята в пределах замыкающей изогипсы структуры.
Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины зависит от типа изучаемой залежи.
При пластовом типе залежи среднее значение этого параметра определяется путем интерполяции между средними значениями эффективной нефтегазонасыщенной толщины в залежах, расположенных вокруг изучаемого объекта. В тех случаях, когда перспективная структура расположена за пределами разведанных месторождений, толщина определяется методом экстраполяции.
На залежах массивного типа среднее значение нефтегазонасыщенной толщины (Һ) определяется с учетом соотношения R= Һ / Fзал, где Fзал – площадь на соседних залежах структурно-фациальной зоны. Величина R на перспективной структуре определяется интерполяцией, если она расположена в пределах разведанных залежей и – экстраполяцией, если она находится за их пределами. Зная параметры R и Fзал, определяют нефгазонасыщенную толщину изучаемого объекта.
Остальные подсчетные параметры объемного метода: коэффициента открытой пористости, нефтенасыщенности, пересчетный коэффициент, плотность нефти для подсчета перспективных ресурсов нефти, а также данные о начальном пластовом давлении для оценки ресурсов свободного газа устанавливаются в соответствии с региональным изменением этих параметров по разведанным залежам. При этом применяется метод аналогии с привлечением 5-10 объектов – аналогов или строятся карты изменения этих параметров в границах изучаемой структурно-фациальной зоны.
Для уточнения перспективных ресурсов категории С3 рекомендуется рассчитывать коэффициент достоверности, равный отношению суммы начальных геологических запасов открытых залежей к сумме ранее подсчитанных перспективных ресурсов тех же объектов. Этот показатель может быть использован при экономических расчетах, которые базируются на запасах категории С1.